1. Весь объем перекачки разделяется на три части:
· - объём газа потребляемый на территории, через которую проходит газопровод QПОТ = 1460 млн.м3/год. Если подземного хранилища нет, в уравнении подставляют максимальное среднесуточное потребление газа Qmax в самый холодный месяц (декабрь, январь); если подземное хранилище есть–среднесуточное потребление газа за год Qc. Поскольку Qmax>Qc, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в магистральный газопровод и КС будут больше (на 20–30 % по сравнению с расчетом по Qc);
· объём газа, который хранится на ПХГ QХР= 200 млн.м3/год;
· объём газа потребляемый на собственные нужды QСН= 1,183млн.м3/год.
1. Доход от продажи:
ВР = ВРПР+ВРТР = QПОТ×(ЦПРОД-ЦПОК)+QХР×СХР;
где: ВРПР – выручка за продажу газа потребителям:
ВРПР = QПОТ×(ЦПРОДК-ЦПОК)
ВРТР – выручка за хранение газа:
ВРТР = QХР×СХР
ВР= 1460×103×(175-165)+200×103×17,2=18 040 тыс. $
где: ЦПОК = 165 $/ тыс.м3 газа – цена покупки газа у поставщика;
ЦПРОД = 175 $/ тыс.м3 газа – цена продажи газа потребителям.
2. Налог на добавленную стоимость:
НДС = 0,2/1,2×ВР = 0,2/1,2×18 040 = 3 006,6 тыс.$.
3. Эксплуатационные затраты составят ежегодно:
Э = 3446,2 тыс.$, в том числе амортизация основных фондов
А = 3427,9 тыс.$.
4. Балансовая прибыль:
Пб = Вр-Э-НДС= 18040 – 3446,2 – 3006,6 = 10933,7 тыс.$.
5. Налог на прибыль Н = 18%:
Н = 0,18 × 10933,7 = 2733,4 тыс.$.
6. Налог на недвижимость 1% от капитальных вложений:
ННЕД = 0,01× 43513 = 435,1 тыс.$.
7. Чистая прибыль:
ЧП=Пб-Н-ННЕД=10 933,7-2 733,4-435,1=7 765,2 тыс.$.
13. Инвестиции распределяются следующим образом:
2009 год – 43 513,0 тыс.$.
14. Поток наличности (реальных денег):
ПН = ЧП+А= 7 765,2 + 1 522,9 = 9 288,1 тыс.$..
15. Чистый поток наличности, формируется за счет прибыли от операции и амортизационных отчислений, за минусом инвестиционных затрат и налоговых выплат:
ЧПН = ПН–КВЛ.
16. Чистая текущая стоимость.
Ставку дисконта в данном проекте я принимаю равной 9% в соответствии с прогнозными показателями на 10 лет.
ставка дисконта
Проект считается прибыльным если ЧТС>0
17. Cрок возмещения капитала (окупаемости), свидетельствует о том, за какой период времени проект возместит затраты.
Анализируя полученные результаты можно сделать следующие выводы:
· Для осуществления проекта необходимы инвестиции в размере 40 329,2 тыс. $;
· Эти капитальные вложения начнут окупаться на 6 году работы подземного хранилища газа;
· Из расчета дисконтированного денежного потока, следует, что проект прибыльный (ЧТС>0).
Расчет эффективности капитальных вложений представлен в таблице 6.7.
Таблица 6.7 Расчет эффективности капитальных вложений
№ | Наименование показателей | Единица измерения | Величина |
Объем хранимого газа в ПХГ | млрд. м3/год | 0,5 | |
Диаметр трубопровода | мм. | ||
Число проектируемых ГПА | шт. | ||
Капитальные вложения | тыс. $ | 43 513 | |
Эксплуатационные затраты | тыс. $/год | 3 446,4 | |
Производительность труда | млн. м3/чел. | 3,4 | |
Себестоимость хранения газа | $./1000 м3 | 6,38 | |
Показатели эффективности использования ОПФ: – фондоотдача – фондовооруженность | $/м3 тыс. $./чел | 4,6 296,0 | |
Срок окупаемости | лет | ||
Внутренняя норма рентабельности | 0,2 |